油包水钻井液稳定性研究

油基钻井液稳定机理研究油基钻井液在钻深井和超深井时的使用效果很不错，但目前对其中乳化剂作用机理、各种处理剂之间协同作用的研究还远远不够。

本文通过宏观实验研究和处理剂微观结构表征来加深对油包水钻井液稳定性机理的认识，找出油基钻井液的稳定机理，并对新油包水钻井液处理剂做出相应的评价。

1.乳化剂对油基钻井液乳状液稳定性的作用机理及影响：乳化剂作用机理：降低油水两相之间的界面张力；形成坚固的界面膜；增加外相（油相）粘度。

考虑到乳化剂以上的作用机理，在选则乳化剂应遵循以下几个原则:①HLB值为3-6;②非极性基团的截面直径必须大于极性基团的截面直径;③如果选择盐类或皂类，那么应选用高价金属盐;④与油的亲和力要强;⑤能较大幅度降低界面张力;⑥抗温性能好，在高温下不降解，解吸不明显;⑦无毒或低毒。

1)HLB值影响每种乳化剂都有特定的HLB值，单一乳化剂往往很难满足由多组分组成体系的乳化要求。

通常将多种具有不同HLB值的乳化剂混合使用，构成混合乳化剂，既可以满足复杂体系的要求，又可以大大增进乳化效果。

综合考虑破乳电压值、乳化率和分水率得出当乳化剂的HLB值为3-4、含量不小于3%时，油包水乳化体系稳定性较高。

2)界面张力影响溶液中的表面活性剂由于两亲的性质可运移到油水界面上，在油水界面上定向吸附。

表面活性剂的极性亲水基团在水相中与极性水分子间有较大的范德华力，亲水基团周围形成水溶剂化层；非极亲油基团在油相中与非极性油类有较大的范德华力，亲油基团周围形成油溶剂化层。

乳化剂在油水界面上形成一个表面活性剂分子定向排列的吸附层：此吸附层的水相一侧存在一个水溶剂化层，油相一侧则有油溶剂化层；吸附层及两端的溶剂化层形成有一定强度的界面层。

由定向吸附的表面活性剂分子紧密排列形成的界面吸附膜可减弱由于布朗运动引起的液珠之间的碰撞，在界面层防止液滴聚结合并、油水分层，大幅度降低油水的界面张力。

3)主乳加量影响主乳化剂和被乳化油水两相的亲和力直接影响着乳状液的稳定性，主乳的加入不仅能稳定地乳化分散液滴，还会增加油相甚至整个钻井液体系的粘度，阻碍了液滴的聚并。

但过量主乳会使得体系中复合乳化剂的HLB值过低，导致体系的稳定性有一定的下降。

4)辅乳加量影响随着辅乳化剂量的增加，体系性能体现为以下特点:体系中塑性粘度PV值变化不大，高温高压滤失量有所降低，破乳电压值差别不大，最主要的是动塑比有一定幅度的提高。

当辅乳化剂的加量为1.5%时，体系表现出较好的切力。

5)复合乳化剂影响配伍性和亲和性较好的主辅乳形成的复合表面活性剂使油水界面张力大大降低，表面活性剂分子在界面上排列更加紧密，复合界面膜的强度、韧性都有所增加，乳化液滴不易聚结破乳。

2. 基液对油基钻井液乳状液稳定性的作用机理及影响1）基础油相影响芳烃含量较多的油（如柴油）因其与乳化剂非极性基团之间存在亲和力而较易于被乳化，形成的乳状液相比芳烃含少、无的油形成的乳状液较稳定。

但其产生的环境污染也较大。

在油包水钻井液体系中，塑性粘度随基油粘度升高而增加，基油粘度升高则使乳化液滴聚结的难度加大，所以体系更稳定，同时高温高压滤失量有所下降。

5#白油配置的油基钻井液塑性粘度、破乳电压值最高，电稳定性好，形成的乳状液较气制油和柴油更为稳定。

柴油和气制油的高温高压滤失量都较大。

不同基油配制成的油基钻井液的流变性在常压状态下受温度的影响也不同，其中以柴油配制的钻井液降幅较大，其他两者受温度影响幅度较小，更能适应深井钻井的要求。

对于气制油油基钻并液，其自身过高的成本在一定程度上阻碍了其广泛的应用，同时用气制油作为基油的钻井液需加入大量的乳化剂，会导致岩石表面发生润湿反转，造成储层不可逆转的损害。

2）水相不同盐类影响乳状液内相中盐类对稳定性评价实验结论：二价无机盐形成的乳状液稳定性大于一价无机盐，远大于一价有机盐。

无机盐的阳离子水合离子半径和离子价态都对乳状液有影响，水相中高价金属离子对乳状液稳定性影响程度要小于低价金属离子。

离子价态越高，越易形成w/o乳状液，同时乳状液稳定性也有一定提高。

3）无机盐浓度对油包水乳化钻井液稳定性的影响活度平衡：加NaCl可获得最小的活度值为0.759，如果钻遇地层只要某些层位其活度值若小于0.759，就必须使用CaCl2才能达到控制活度的目的。

使用CaCl2配制成的盐水可获1.0-0.4活度值，使用NaCl可获得最小的活度值为0.75。

而两种有机盐使蒸馏水的活度降低幅度不大，且其成本较高，故一般不用有机盐。

上述两种不同无机盐溶液其活度没有累加性，即把饱和NaCl和饱和CaC12溶液混合不会获得更低的活度，因为两种无机盐的溶解度不同，相混后便会出现NaCl结晶沉淀。

若钻井中存在着不同层不同活度的页岩时，则先测定活度最低的那个层段页岩，再加入足够的无机盐来平衡活度最低的，这时会出现活度高的层段页岩中的自由水将会转移到钻井液中，若页岩中的自由水的这种”损失”是一个非常慢的过程，一般影响不大，但若这个过程过快时，井眼亦会出现剥落坍塌掉块的迹象。

由于活度控制在实际中未被广泛推广普及，因此，要想真正做到保持活度平衡，必须在现场定时监测页岩和钻井液的活度值。

水相中无机盐浓度的增加能降低油包水乳化钻井液体系活度，在理想状况下使体系与地层泥页岩达到活度平衡状态，有利于维持钻井过程中井壁稳定。

水相密度影响：乳化剂、有机土等其他处理剂的加入，其分散介质粘度的增加都能减缓或者阻止水珠的絮凝和聚并，使乳状液的动力学稳定性增加。

而油水相的密度差直接影响到乳状液的动力学稳定性，密度差增加，直接导致水珠间的平均间距缩小，水珠聚并速率的增大。

加上在重力的作用下，也会促进乳状液内上下水珠的聚并，最后使乳状液完全破乳。

因此水相中无机盐的存在对乳状液的稳定性影响极大，乳状液由于在高速搅拌的作用带上了一定的电荷，无机盐的强电解特性会压缩水珠的界面双电层厚度，界面膜上的电荷密度会因正负离子中和而大量减少，进而液珠之间的排斥力降低，增加了它们之间接触、絮凝和聚并的机会，导致乳状液破乳。

无机盐的加入，使得油水两相的极性差异增加，乳化两者的难度增大。

无机盐浓度越大，油水两相的密度差越大，乳化效果呈现下降趋势。

4）油水比影响油水比是指乳状液中油水之间的比例关系，油水比越高，水相所占的比例就越小，乳状液中分散液滴的密度更小，液珠碰撞聚结的几率下降。

乳化剂加量相同的前提条件下，油水比较高的乳状液中，表面活性剂分子平均吸附到到油相与水珠之间的界面层的量就会更大，在油水界面膜上排列的更紧密，更坚固，有利于形成更为稳定的乳状液。

油水比增大，乳状液体系的电稳定性和乳化率都逐渐上升。

3.有机土对油基钻井液乳状液稳定性的作用机理及影响1）有机土作用机理在油包水乳化钻井液体系中，乳化液滴、有机土和降滤失剂等在油相中高度分散，有机土等处理剂相互粘附聚集成一种具有空间网状结构的胶体分子，这种胶体构建了油基钻井液体系的粘度和切力。

由于膨润土颗粒不可能百分百的完全改性，在晶体层面上可能还会显示出亲水性，所以粘土颗粒还能和乳化液滴有一定程度上的结合力，使得乳化液滴紧密吸附在粘土颗粒表面，这样使得空间网架结构更加稳固，体系的粘度和动切力因此也会增加。

同时有机土颗粒形成的空间结构可以在过滤介质的孔隙中起到一定填充、封堵作用，降低了油包水乳状液体系的滤失量。

2）有机土加量影响随着有机土加量的增加，体系的性能逐步提升，油基泥浆的电稳定值增大，乳状液的稳定性都有所增强，塑性粘度都有一定的提高，动塑比的增幅较为明显，有机土加量为3%时，体系显示出良好的流变性，有着较好的滤失量控制。

总的来说：改性有机土在油相中的成胶效果因其自身种类、阳离子覆盖量、层间电荷密度、pH值和温度等外界条件决定。

4.其他处理剂及外界条件对油基钻井液乳状液稳定性的作用机理及影响1）润湿剂影响作用机理：润湿反转剂能够改变固体表面润湿性使其能稳定悬浮在油包水乳化钻井液体系中。

理想条件下的润湿剂是能改变加重材料表面润湿接触角，使其尽可能接近于90，那么固相将处于中间润湿状态，固相就能尽可能多的稳定处于油水界面层上，形成的固相界面层紧密包围乳化液滴，乳化液滴之间接近时排斥力加大，乳状液的稳定性提高。

润湿剂加量影响：当润湿剂的加达到0.5%时，润湿剂对钻井液的流变性影响不大，主要对高温高压滤失量的影响较为显著，随着加量的增加，其电稳定性有一定增强。

固相润湿的好坏直接关系到滤饼质量，从而影响着滤失量的大小。

2）降滤失剂影响油包水乳化钻井液中所需的滤失控制剂应具有以下基本特点:(1)在油中具有良好的分散性，大部分以胶体形式存在最好(2)具有良好的配伍性，不会对体系流变性产生较大的影响(3)具有一定的抗温能力(4)具有无毒或低毒、并且不造成环境污染(5)原料来源广，产品价格便宜，制备工艺简单，便于加工生产。

沥青中胶质含量越高，其软化点越低，在空气中加热氧化可使胶质转化成沥青质，提高沥青的软化点和沥青质含量。

软化点低，氧化程度低的沥青，其中焦油含量大。

焦油可溶解沥青，因而很难得到胶态沥青质分散物。

所以，低软化点或氧化程度低的沥青在油包水乳化钻井液中难以起到良好的降滤失作用。

一般选用软化点为120 °C -160℃范围内的氧化沥青效果较好。

油溶性沥青类降滤失剂加入乳状液后能快速地吸附到油水界面上，由沥青颗粒形成的高粘度薄层覆盖在油水界面膜之上，提升了界面膜的厚度、强度和粘弹性，起到了一种辅助乳化分散液滴的作用。

3）碱度调节剂影响油基泥浆中的碱度调节剂一般使用石灰(Ca0)，泥浆体系中碱度的测定其实就是测定其中石灰的剩余量。

一般要求体系中碱度POM值须保持在1.5-2.5m1范围内，它能使钻井液体系的pH值保持在8.5-10.5左右，有利于发挥乳状液作用；有利于有机膨润土在油相中充分分散;清除H2S, CO2等酸性气体对油基泥浆体系的污染;在CaCl2水相体系中，还有利于防止CaC12的水解沉淀。

随着井底温度的增加钻井液体系碱度的调节变得更加关键，Ca0的加入使体系表现出以下几个特点：(1)保持分散相水相的pH值在碱性范围内，使乳化剂和各处理剂在碱性范围内获得最佳性能，还能有利于防止钻具受到腐蚀侵害;(2)体系若维持合适碱度的结果，能够实现油包水乳化体系的高温稳定性;(3)油基泥浆钻井时可能碰到的酸性气体H2S和CO2会降低水相的pH值而污染油基泥浆，改变乳化剂在体系中的溶解度，乳化稳定性易遭到破坏，继而体系流变性也会变差。

通过测量体系的碱度迅速消耗，石灰即可作为酸化气体污染钻井液的指示剂，还可作为消除这种污染的方法;(4)由于使用的CaCl2这种电解质具有电离性质，Ca0加到体系中可保持碱度以防止电离的发生。

石灰有促进水润湿作用的趋势，因此过量的石灰是有害的，过高的碱度也会引起流变性数值的增加。